Очистка теплообменников НПС «Чикшино»
Очистка пластинчатых теплообменников подогрева нефти от отложений с применением предварительного подогрева и реверсивной циркуляции растворителя по нагреваемому контуру в пункте подогрева нефти НПС «Чикшино»
Данная статья посвящена практической работе по очистке пластинчатых теплообменников подогрева нефти от отложений с применением предварительного подогрева и реверсивной циркуляции растворителя по нагреваемому контуру в 2014 г. в пункте подогрева нефти НПС «Чикшино» (Республика Коми).
Особенностью данной работы является применение метода гидрохимической обработки поверхностей теплообмена в теплообменниках подогрева нефти с применением реагента-растворителя «СОНПАР-5042», раннее не применявшегося в подобных работах, а также использование теплового режима с постоянно изменяемой температурой, что зафиксировано в журнале работ.
В данной области при добыче и транспортировке различной нефти серьезной проблемой, вызывающей осложнения в работе скважин, нефтепромыслового оборудования и трубопроводных коммуникаций является образование асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), что приводит к снижению производительности системы, фильтров, теплообменников и эффективности работы насосных установок. Образование эмульсий при выходе из скважины вместе с сопутствующей пластовой водой усиливает осадкообразование. Как известно, борьба с АСПО в процессах добычи нефти ведется по двум направлениям: профилактика (или предотвращение) отложений и удаление уже сформировавшихся отложений.
На НПС «Чикшино» в 2006 г. в пункте подогрева нефти были установлены горизонтальные стальные пластинчатые неразборные теплообменники (рис. 1) марки PSHE 9HA-432 (Финляндия), которые в период эксплуатации подвергаются засорению АСПО, что делает работу оборудования проблематичным в связи с утратой рабочих параметров.
Эксплуатационная служба предприятия в целях предотвращения аварийных ситуаций проводила технологическую пропарку теплообменников по нефтяному контуру с частотой один раз в два месяца, что влекло за собой определенные неудобства как с точки зрения останова технологической линии, так и с точки зрения общих производственных задач персонала. Но, самое главное, пропарка удаляет парафины и неэффективно влияет на асфальтосмолистые отложения. Руководством было принято решение найти подрядчиков и провести комплексный технологический процесс очистки оборудования.
Работа подрядчиков
В ходе проведения тендера подрядчики нашлись, и им пришлось не только физически выполнять требования и обязательства, но и совместно с заказчиками решать организационные вопросы (составление программы по проведению работ, согласование программы с заводом изготовителем оборудования, подбор реагента, составление технического отчета по итогам работы, проведение лабораторных исследований и др.).В процессе работы был произведен анализ ситуации и подобрано два реагента: «АКВАТЭК» и «СОНПАР-5042». Образцы были отправлены в лабораторию ОАО «Северные Магистральные Нефтепроводы». Получен утвердительный ответ по растворителю «СОНПАР-5042» с следующими выводами [5]:
- при определении реологического параметра — динамическая вязкость — следует отметить, что эмульсия «СОНПАР-5402» стабильна («СОНПАР-5402» также не ухудшает реологический параметр — динамическая вязкость. Динамическая вязкость образца смеси при температуре 70 °С равна 19,42 МПа·с; динамическая вязкость при той же температуре исходного образца АСПО составляет 19,73 МПа·с);
- при определении эффективности очистки «СОНПАР-5402» расслоение полностью отсутствует. Смесь подвижна при температуре 20 °С в течение суток. Данный ингибитор обладает хорошим смазывающим эффектом.
Согласно лабораторным испытаниям, ингибитор «СОНПАР-5402» рекомендован для проведения очистки от АСПО пластин теплообменников пункта подогрева нефти на НПС «Чикшино». Специалисты подрядчиков совместно с инженерами заказчика разработали технологию промывки, представили ее в виде программы и согласовали с заводом — изготовителем оборудования и с заказчиком; условия и температурные режимы согласовали с производителем СОНПАРа. При этом была определенная опасность применения растворителя в чистом виде, так как пары взрывоопасны и токсичны при нагреве.
Были предусмотрены меры по пожарной безопасности и охране труда[1] .
| Теплообменники | VAHTERUS |
| Модель | PSHE 9HA — 432/1/1 |
| Производитель | VAHTERUS Оу (Финляндия) |
| Тип | Горизонтальные пластинчатые неразборные |
| Зазор между пластинами, мм | 2,5 |
| Нагреваемая среда | Товарная нефть (температура нагрева до 40°С) |
| Греющая среда | Вода (100…70°С) |
| Площадь поверхности нагрева, м2 | 502,8 |
| Тип отложений толщиной до 1,5 мм | Нефтяные смолы и парафины |
| Число пластин | 432 |
| Объем внутренний, м3: | |
| греющая сторона | 0,409 |
| нагреваемая сторона | 0,511 |
| Допустимое давление нефти, МПа | 4 |
| Максимальный допустимый перепад давления нефти на теплообменнике, МПа | 0,037 |
Состав (% мас.) и свойства нефти | |
| Углерод | 81,8 |
| Асфальтены | 4,15 |
| Смолы | 15,86 |
| Механические примеси до 4 мм | 0,0087 |
| Парафины | 10…15 |
| Сера | 1,18 |
| Температура застывания, °С | 14 |
| Температура плавления парафина, °С | 56 |
Свойства реагента растворителя Сонпар-5402 | |
| Внешний вид | Однородная жидкость от желтого до коричневого цвета |
| Плотность при 20°С, г/см3 | 0,700…0,840 |
| Кинематическая вязкость при 20°С, мм2/с | Не более 4,0 |
| Температура, °С: | |
| застывания | Не выше -50 |
| вспышки | Не ниже -10 |
| начала кипения | Не ниже 30 |
| Эффективность растворителя АСПО, % | Не нормируется, |
| Совместимость с пластовыми водами | Совместим |
Технология и режимы
Работы по очистке теплообменников проводились в соответствии с разработанной и согласованной с заказчиком программой на основании технического задания заказчика. С целью обеспечения безопасности работ и с учетом рекомендаций завода-изготовителя было принято решение проводить очистку теплообменников при температуре реагента не выше 40°С.Перед проведением очистки были зафиксированы и оформлены актом технологические параметры работы теплообменников на двух технологических режимах.
Схема проведения очистки теплообменников приведена на рис. 2. Установка для промывки — химический центробежный насос ХМ 25/30 и промывочная емкость вместимостью 2 м³. Применяемый химический реагент — Сонпар-5402, растворитель АСПО ТУ 2458-010-00151816-99.
Промывочный контур состоит из трубы (общий объем 1,57 м³) и нагреваемой стороны теплообменника (объем 0,5 м³). Итого общее количество применяемого реагента для трех теплообменников подогрева нефти составляет 6,3 м³.
Очистка каждого из теплообменников подогрева нефти проводилась поочередно в соответствии со следующим порядком действий[6] .
Перед началом промывки теплообменника (соответственно тех. № Т101/1, Т101/2 и Т101/3) задвижка №1 (соответственно тех. № Э20, №Э22 и №Э23) и задвижка №2 (соответственно тех. №Э21, №Э23 и №Э25), закрываются, изолируя нефтепровод от промываемого контура. Перед очисткой измеряется перепад давления на теплообменниках на двух технологических режимах. Опорожняется теплообменное оборудование через краны (тех. № 131, 144, 154).
Производится пропарка контура (нефти) в течение 1 ч (в течение работы температура контура будет постоянно падать и стремиться к температуре окружающего воздуха, что даст возможность проявиться различным тепловым расширениям между отложениями и основным металлом). Подогревается водяной контур теплообменника теплоносителем с температурой до 70 °С.
Подключается насосная установка к промываемому контуру через патрубки Dy = 50 мм к кранам Dy = 50 мм (тех. №128 и №131, тех. №145 и №144, тех. № 152 и 154) теплообменника (соответственно тех. № Т101/1, Т101/2 и Т101/3) [4].
В промежуточную емкость заливается раствор, заполняется промываемый контур (2,1 м3) и производится циркуляция растворителя АСПО Сонпар-5402 по контуру (нефти) насосом марки ХМ 25/30 производительностью до 35 м³/ч и напором до 30 м.
Контроль процесса производится по манометру и термометру с ведением журнала изменения параметров специалистами исполнителя. Измерения производятся ежечасно. Показателем промывки является уменьшение перепада давления на теплообменнике.
Циркуляция раствора (растворитель АСПО Сонпар-5402) проводится в течение не менее 12 ч, с периодическим изменением направления потока при помощи соответствующей арматуры на установке.
После окончания промывки раствор сливается через краны (тех. № 131, 144, 154). Подключается подача пара на промываемый контур, который пропаривается в течение 1 ч. Химическая очистка теплообменников тех. №№ 1, 3 проводилась в течение 12 ч, теплообменника тех. №2 — 2 раза по 12 ч. Промывка осуществлялась растворителем АСПО Сонпар-5402 по промываемому контуру посредством циркуляционного насоса ХМ25/30.
Давление на выходе насоса составляло от 0,03…0,1 МПа. Контроль при промывке теплообменников осуществлялся по манометрам, установленным на насосном агрегате, с записью в журнале. В связи с необходимостью двукратной промывки теплообменника тех. №2 было израсходовано 8000 л реагента.
После окончания работы был проведен осмотр оборудования и замер параметров работы теплообменников на тех же технологических режимах работы, что и до промывки, результаты отражены в соответствующем акте.
Результаты гидравлических испытаний теплообменников, подвергавшихся очистке, показали, что утечек и падения давления не обнаружено. Аппараты пригодны для дальнейшей работы.
Результаты работы
Качество выполненных работ подтверждается как объективным контролем изменения перепада давления на входе и выходе теплообменных аппаратов до и после очистки на аналогичных режимах перекачивания (см. таблицу), так и визуальным осмотром пластин через входной коллектор одного из теплообменников (рис. 3).
Согласно отзыву специалистов ОАО «Северные магистральные нефтепроводы», в течение 6 месяцев после проведения работ теплообменное оборудование работает в расчетном режиме. Таким образом, данная технология показала свою эффективность, благодаря чему ее можно включить в перечень работ по теплообменникам.
Реагент «СОНПАР-5402» производства ЗАО «Опытный Завод НЕФТЕХИМ» сохранил свое назначение и свойства при работе с нестандартным оборудованием и при переменном температурном режиме.
Реверсивный поток при гидрохимической обработке усиливает эффективность реакции в застойных зонах с наибольшим гидравлическим сопротивлением. Внедрение нового оборудования в процессы нефтедобычи и нефтеперекачивания требует эксплуатационного анализа, мониторинга и разработки дополнительных мероприятий для адаптации оборудования к условиям конкретной производственной реальности.
| Заводской номер теплообменника | Параметр | ||||||
| Давление после очистки, МПа | Давление до очистки, МПа | Изменение перепада давления, % | |||||
| На входе | На выходе | Перепад | На входе | На выходе | Перепад | ||
| 16625 | 1,795 | 1,618 | 0,1765 | 1,659 | 1,419 | 0,240 | 26,5 |
| 16626 | 1,795 | 1,618 | 0,1765 | 1,702 | 1,419 | 0,283 | 37,6 |
| 16627 | 1,814 | 1,628 | 0,1863 | 1,672 | 13,830 | 0,289 | 35,5 |
Список литературы
- РД 153-39.4-056-00 «Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов» п.1.5.6.
- Руководство по обслуживанию теплообменников VAHTERUS Оу раздел 7.
- Инструкция по эксплуатации и обслуживанию теплообменного аппарата PSHE 9HA — 432 НПС «Чикшино» 2012 г. раздел 5.
- Протоколы лабораторных испытаний химических реагентов на образцах нефти в лаборатории ОАО «СМН»;
- Технический отчет о проведении работ по очистке теплообменников подогрева нефти PSHE 9HA — 432/1/1 VAHTERUS в количестве 3 шт. в пункте подогрева нефти в 2014 г.
Подписи под рисунками
- Рис. 1. Теплообменный аппарат VAHTERUS PSHE 9HA-432 в цехе подогрева нефти
- Рис. 2. Схема проведения очистки теплообменников
- Рис. 3. Пластины аппарата после обработки, фото выполнено через соединительный фланец
